Способ оценки типа жидкости, насыщающей горные породы

 

Использование: для прямого оперативного определения типа жидкостного заполнителя порового пространства породы (вода, нефть, газ или их смеси). Сущность: проводят акустический каротаж скважин (АМ), измеряют скорости распространения и затухания акустических волн. Воздействуют на пласты горных пород постоянным электрическим полем. При этом акустический каротаж скважины осуществляют одновременно с приложением к пластам горной породы постоянного электрического поля. Систему регистрирующих датчиков зонда АМ располагают в области породы, контактирующей с электродом отрицательной электрической полярности. Типы пластовых жидкостей и положение границ их раздела в пласте определяют по характеру и величине затухания и изменения скоростей распространения упругих волн, определяемых на базе измерения зонда АМ. Технический результат: повышение достоверности и надежности способа. 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к геофизическим скважинным методам определения положения нефтенасыщенных пластов и способам контроля за разработкой месторождений углеводородов и может быть использовано для прямого оперативного определения типа порозаполнителя (вода, нефть, газ или их смесь), что является необходимым условием экономически эффективной технологии разработки месторождений.

Известен способ прогноза возможного содержания жидкости в области пористой горной породы, расположенной на известной глубине, включающий в себя отбор проб материала, воздействие на пробы давлением, сравнимым с гидростатическим давлением, наблюдаемым на глубине расположения породы, насыщение проб различными количествами бурового раствора, воды, газа, нефти и их смесями, воздействие на образцы проб упругими волнами акустического диапазона частот, определение резонансных потерь по степени уменьшения амплитуд акустических волн, акустический каротаж скважины, оценку резонансных потерь акустических волн, проходящих сквозь различные слои околоскважинного пространства, и сравнение величин резонансных потерь в амплитудах упругих волн акустического диапазона частот между собой [1].

Недостаток способа в том, что для его осуществления необходимо использовать несколько технологических операций, связанных с извлечением кернового материала и проведением полного комплекса физических лабораторных исследований для определения реперных значений величин резонансных потерь энергии упругих волн акустического диапазона частот. Это приводит к существенному повышению стоимости работ по акустическому каротажу скважин и снижению их экономической эффективности.

Известен способ оценки типа насыщающий пласт жидкости, включающий в себя: проведение в скважине акустического каротажа, определение скоростей распространения продольных и поперечных волн, отбор кернового материала, определение плотности и коэффициента сжимаемости твердой фазы керна, определение коэффициента сжимаемости пластовой жидкости, по величине которого определяют тип этой жидкости [2]. Недостаток способа в его низкой экономической эффективности вследствие необходимости извлечения керна и полного комплекса его петрофизического изучения.

Известен способ геофизических исследований проходимых буровыми скважинами горных пород при помощи наблюдения сейсмоэлектрического эффекта (СЭФ), возникающего в породах под действием искусственных сотрясений: в скважину опускают металлический электрод, приводимый в движение путем вращения или сотрясений скрепленным с ним маломощным источником, приложении к электродам постоянного электрического поля и регистрации переменной разности электрических потенциалов на уровне нефтяного или газового пласта [3].

Недостаток способа в его слабой разрешенности по типу жидкости, заполняющей поровое пространство пластов. При этом современные месторождения нефти и газа характеризуются отсутствием резких границ между флюидами, насыщающими коллектор. Всегда присутствует обширная переходная зона между водой - нефтью, нефтью и газом и водой - нефтью и газом. В связи с этим проявления сейсмоэлектрического эффекта в этих условиях искажены взаимными влияниями твердой, жидкой и газообразной компонент, слагающих породу коллектора, и мало отличаются от величины СЭФ в пустой породе.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения изменения скоростей распространения сейсмических волн в горных породах, насыщенных флюидами, заключающийся в том, что исследуемый пласт горной породы одновременно с проведением акустического каротажа подвергают воздействию постоянного электрического тока (прототип) [4]. В ряде случаев нефть- или газосодержащий пласт горной породы представлен в виде тонкослоистого разреза, в котором продуктивные пласты небольшой мощности (не более двух метров) чередуются с пустой непроницаемой породой, содержащей в своем составе значительное количество глины. В глинах же проявление эффекта изменения скоростей распространения упругих волн при воздействии на них электрическим током наиболее значительно. Использование напрямую этого явления, которое названо электросейсмическим эффектом (ЭСЭ в дальнейшем), приводит к ошибочным выводам о свойствах пластовой жидкости.

Задачей предлагаемого изобретения является создание более достоверного и надежного способа оценки типа жидкости, насыщающей пласт.

Поставленная задача решается тем, что в способе оценки типа жидкости, насыщающей пласт, включающем в себя проведение акустического каротажа скважин, измерение затухания и скоростей распространения продольных и поперечных волн, воздействие на горную породу постоянным электрическим током, акустический каротаж скважины осуществляют одновременно с воздействием на горные породы постоянным электрическим током, причем систему регистрирующих датчиков располагают в области электрода отрицательной электрической полярности, а типы пластовых жидкостей определяют по величине затухания и характеру изменения скоростей распространения упругих волн.

Предлагаемый способ построен на известном явлении взаимодействия физических полей различной природы в теле многофазной геологической породы, насыщенной флюидами [4, 5]. Сущность этого эффекта состоит в том, что при одновременном с пропусканием через геологическую породу слабого электрического тока и механическом воздействии на породу происходят некоторые физико-химические процессы, которые приводят к изменению упругих постоянных, что наблюдается в экспериментах, как эффекты уменьшения или увеличения скоростей распространения упругих волн, а также амплитуд колебаний. Величины аномального поведения скоростей, как это видно из [4], тесно связаны с типом горной породы, характером ее водонасыщения и степенью минерализации. В одном случае этот эффект положителен, то есть скорость распространения упругих волн в породе, облученной электрическим полем выше, а в другом - ниже, чем без него. Амплитуда проявления этого эффекта в породах, насыщенных глиной, заметно больше, чем в чистых песках или песчаниках. При этом заполнение пор породы маслами, производными от нефти, резко снижает амплитуду эффекта или не воспроизводит его совсем. Таким образом, обнаруженное новое физическое явление по существу открывает возможность для разработки технологии прямого определения типа флюида, насыщающего пористую породу коллектора, и положение поверхностей раздела между водой, нефтью и газом. Вследствие того что пластовые воды всегда минерализованы до концентрации солей не менее 5%, эффект особенно ярко работает на границах между минеральным рассолом, нефтью и газом. Более того, любое замещение нефти и газа минерализованным раствором немедленно отображается на амплитуде электросейсмического эффекта и служит индикатором этого процесса на протяжении времени эксплуатации скважины.

Предлагаемый способ оценки типа жидкости, насыщающей горные породы обладает существенной новизной и изобретательским уровнем. Он отличается от известного новой схемой проведения акустического каротажа скважин, принципиальной особенностью которой является существенное сокращение базы измерений между приемниками акустических колебаний. Это позволяет проводить регистрацию полного волнового поля в непосредственной окрестности от электродов, через которые в породу пропускают постоянный электрический ток. Такая схема дает возможность снизить величину электрического потенциала на электродах, так как окрестность горной породы, непосредственно примыкающая к металлическому электроду, находится под воздействием сильно неоднородного электрического поля, в связи с тем что напряженность электрического поля у электрода много выше, чем средняя в околоскважинном пространстве, что существенно увеличивает амплитуду эффекта, контролирующего смену порового заполнителя в породе и положение поверхности контакта флюидов в ней.

Схема проведения акустического каротажа скважин одновременно с пропусканием постоянного электрического тока позволяет существенно упростить технологию оценки типа флюида, заполняющего поровое пространство коллекторов, перенося все необходимые операции непосредственно в скважину без извлечения и предварительного изучения кернового материала. Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает технологию определения типа флюида и глубины положения поверхностей их контакта в горных породах коллектора.

Предлагаемый способ оценки типа жидкости, насыщающей пласт, поясняется чертежом, где представлена схема расположения излучателя, регистрирующих датчиков и электродов для подачи электрического тока в породы, окружающие скважину. На чертеже изображены: скважина 1, акустический зонд 2, излучатель 3, регистрирующие датчики 4, рессоры 5, электроды 6.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. В скважину 1 опускают зонд 2 метода акустического каротажа (AM), снабженный излучателем 3, приемниками акустических сигналов 4 и прижимными рессорами 5. На каждой рессоре 5 находятся два электрода 6, соединенные с разноименными полюсами источника постоянного электрического тока, причем верхний - с отрицательным, а нижний - с положительным соответственно. С помощью рессор 5 электроды 6 прижимают к стенке скважины 1. Расстояние между электродами 6 по вертикали выбирают равным интервалу между акустическими приемниками 4 зонда 2. База зонда может быть стандартной, например 0,4 м. Расстояние от излучателя 3 зонда 2 до ближайшего приемника 4 может быть порядка 1 м. На заданной глубине включают зонд 2 и проводят акустический каротаж путем регистрации полного акустического волнового поля последовательно через равные промежутки времени, перемещая зонд 2 по скважине 1 в интересующем интервале геологического разреза, вскрытого скважиной 1. Затем опускают зонд 2 на прежнюю глубину и вновь проводят акустический каротаж выбранного разреза, но при этом одновременно подают постоянное электрическое напряжение на электроды 6 с таким расчетом, чтобы величина тока между ними была бы не менее 1А, в интервале пластов коллектора, насыщенных водой. Выполняют запись акустических волновых сигналов последовательно через равные по продолжительности промежутки времени, в течение, например, нескольких минут. Затем зонд 2 перемещают на следующую глубину с выбранным заранее шагом и производят аналогичную процедуру записи, пока не будет перекрыт полностью интервал исследования, выбранный на скважине 1. При этом на каждой точке по глубине внутри интервала дополнительно регистрируется величина постоянного электрического тока.

Для каждого исследованного интервала строят график зависимости времени прихода (интервальных скоростей на базе измерения), амплитуд и затухания продольных, поперечных и Лэмба-Стоунли акустических волн от количества электричества, прошедшего через породу, на базе исходного экспериментального материала. По характеру изменения этих параметров в каждой точке исследуемого интервала разреза судят о степени водонасыщенности пластов коллектора. Так в пласте коллектора, насыщенном минерализованным раствором, скорости продольных и поперечных волн увеличиваются с ростом количества электричества, пропущенного через среду между электродами 6. При этом поведение амплитуд носит инверсионный характер на приемниках 4, расположенных у электродов положительной и отрицательной полярности, что приводит к изменению коэффициента затухания акустических волн. В то же время в пластах коллектора, насыщенных углеводородами, отсутствует заметное изменение динамических параметров и скоростных характеристик волн при действии электрического поля на эти породы. Далее выделяют зоны существенного расхождения времен, скоростей, амплитуд и коэффициентов затухания. В каждой такой зоне определяют характер изменения параметров разреза при наличии электрического тока и без него путем вычисления производных от этих функций и по их знаку (больше, меньше нуля или примерно нуль) судят о типе жидкости, насыщающей пористую породу выделенных зон. Если знак производной отрицательный (увеличение скоростной характеристики), то тип жидкости - минерализованная вода. Если знак производной положительный или производная близка к нулю, то тип жидкости - углеводороды. На записях выделяются и промежутки резкой смены знака производной с плюса на минус. Это является четким свидетельством о прохождении зондом горной породы, содержащей поверхность, разделяющую два разнородных флюида, а именно: минерализованную воду и нефть, минерализованную воду и газ, а также их смеси. При этом каждая точка перехода функции производной изменения скоростей с плюса на минус и наоборот точно соответствует одной границе раздела разнородных жидкостей или жидкости и газа.

В настоящее время предлагаемый способ находится в стадии экспериментальной проверки. Во всех случаях насыщения пористой породы нефтью или ее заменителями интервалы нефтенасыщенной породы давали близкие к нулевым значения производной изменения скоростей распространения упругих волн в зонах воздействия постоянным электрическим током. Переход регистрирующего датчика из водонасыщенного к нефтенасыщенному интервалам породы характеризуется резким скачком в величинах скоростей распространения упругих волн по обе стороны поверхности раздела. Амплитуда скачка тем больше, чем выше минерализация раствора и величина постоянного тока, проходящего между электродами. При этом уменьшение базы наблюдения (расстояние между регистрирующими датчиками) приводит к повышению точности определения координаты поверхности раздела жидкостей в пористой породе. Количество точек перехода через нуль функции численной производной дает полную картину наличия границ между разнородными жидкостями в окрестности скважины.

Таким образом, предлагаемый способ дает возможность проводить определения типов жидкостей, заполняющих поры и трещины горной породы, и, кроме того, позволяет количественно оценивать присутствие границ, разделяющих текучие фракции между собой. Обеспечение метода AM процедурами экспресс обработки данных каротажа сокращает сроки представления достоверной информации о свойствах флюидов в пластах геологического разреза, что снижает время простоя эксплуатационных скважин. Это существенно повышает экономическую эффективность геофизических работ.

Источники информации 1. Патент США 4354381, G 01 V 1/40, 1982.

2. Авт. св. СССР 890316, G 01 V 1/40, 1981, БИ 46.

3. Авт. св. СССР 140502, G 01 V 1/40, 1961, БИ 16.

4. Манштейн А. К. , Куликов В.А., Эпов М.И., Нефедкин Ю.А. Изменение сейсмических скоростей в поле постоянного электрического тока. Геолог. и геофиз. 1999, т. 40, 3, Новосибирск, СО РАН, с.465-473 (прототип).

5. Манштейн А. К. , Куликов В.А., Нефедкин Ю.А. Управляемые вариации скоростей сейсмических волн в водонасыщенных породах. //Межд. геофиз. конфер. и выставка. - М.: ЕАГО SEG, 1997. D2,5. Тезисы докладов.

Формула изобретения

Способ оценки типа жидкости, насыщающей горные породы, включающий в себя проведение акустического каротажа скважин, измерение затухания и скоростей распространения упругих волн, пропускание через горные породы постоянного электрического тока, отличающийся тем что акустический каротаж скважины ведут одновременно с воздействием на горные породы постоянным электрическим током, причем систему регистрирующих датчиков располагают в области электрода отрицательной электрической полярности, а типы пластовых жидкостей определяют по характеру и величине изменения затухания и скоростей распространения упругих волн путем вычисления производных этих функций, по знаку которых судят о типе жидкости, насыщающей горную породу.

РИСУНКИ

Рисунок 1